基于频率分割和虚拟直流机的混合储能控制策略研究*

陈景文李晓飞莫瑞瑞罗熠文

(陕西科技大学电气与控制工程学院，陕西西安 710021)

直流微电网是将新能源发电单元、储能单元、负荷以及保护单元等结合起来新的组网形式，这种形式不需要考虑频率波动、无功功率、谐波污染等问题，具有更高的电能质量，近年来受到国内外专家的广泛关注[1-3]，混合直流微电网结构如图1 所示。由于新能源发电的波动性和负荷切换的随机性，会引起直流微电网母线电压的波动，如何保证母线电压的稳定性是目前直流微电网急需解决的问题；并且储能单元中的能量型电池频繁的充放电会影响其使用寿命，增加投资成本，如何缓解充放电冲击，延长其使用寿命也是微电网的研究方向。

图1 混合直流微电网结构示意图

目前，针对直流微电网母线电压稳定和缓解储能单元频繁充放电冲击的研究已有不少成果。李培强等[4]提出一种直流微电网双向AC/DC 变换器并联系统的低电压偏移功率均分控制策略，通过反馈直流线路的平均电流作为全局变量，并引入积分环节，实现各变换器的功率精确分配，进而减小直流母线电压偏移。崔健等[5]将扩张状态观测器引入至虚拟直流发电机控制中，估计并补偿负载扰动，使得负载突变时直流母线电压保持给定值。黄頔[6]提出了一种负荷用直流变换器的虚拟直流发电机控制方法，继承了旋转电机的惯性特性，当带载变化时，能够缓和恢复受扰动的负荷侧电压，且维持直流微网负荷端电压在其额定值。米阳等[7]提出了系统中混合储能的分级控制策略，根据不同储能装置的荷电状态切换混合储能的主出力单元，以防止部分储能设备过充或过放。Xiao Jianfang 等[8]提出了一种独立于通信链路的分布式混合储能控制方案。所有储能单元均通过下垂控制来调节系统母线电压，并将局域低通滤波器(LPF)应用于低斜坡速率充放电的储能单元，以此来实现系统净功率分解和储能单元功率共享。Morstyn 等[9]提出了一种无中央控制器的混合储能控制方案，利用超级电容平抑系统高频功率，而蓄电池平抑系统低频功率，并且根据两种储能的荷电状态来调节储能的充、放电量。李培强[4]、崔健[5]、黄頔等[6]旨在维持直流母线电压的稳定，未讨论储能装置的寿命等问题；米阳[7]、Xiao Jianfang[8]、Morstyn T 等[9]主要研究以混合储能维持母线电压稳定，能量层的控制描述相对较少。

研究中将系统直流母线电压作为控制指标，以虚拟直流发电机(Virtual Direct Current Generator，VDG)技术为控制核心，平抑直流微电网母线电压因新能源发电波动或者负荷切换引起的波动，并且在控制系统中设计功率分割器对直流微电网的净功率进行分割，高频功率通过功率型电池进行平抑，低频功率通过能量型电池进行平抑，充分发挥混合储能不同介质的优势，抑制系统功率波动，降低能量型电池的循环充放电冲击，延长其使用寿命。

1 混合储能分频控制策略

能量型电池适合抑制低频扰动(即低频功率)，功率型电池适合抑制高频扰动(即高频功率)。为了充分发挥混合储能优势，需要将系统净功率Phess进行分割，以满足混合储能合理充放电需求。

将系统净功率Phess通过低通滤波器进行分频处理，得到低频功率和高频功率。通过检测系统中的新能源发电总功率PPV、负荷功率PLoad和PCC 端口传输功率Pgrid，通过式(1)进行计算得到系统净功率Phess。

式中:Prat为储能部分吸收或释放的功率，即净功率。

Phess再通过频率分割器即可得到低频功率Plow，进一步获得高频功率Phigh。

1.1 系统净功率平抑策略

考虑到对能量型电池的保护，需要设计能量型电池功率分割模块，低频功率Plow通过功率分割模块后，自动分离为Pbat和Padj。其中，Pbat为能量型电池直接进行平抑的功率；Padj为能量型电池充放电过程中因受保护而多出的功率，由功率型电池、电网或其他辅助调节装置进行平抑。可通过式(3)得到多余功率Padj，图2 为系统净功率平抑策略。

图2 系统净功率平抑策略

由图2 可知，系统功率分割模块是能量型电池充放电保护的关键，也是混合储能系统协调运行的关键。图3 为功率分割模块的示意图。在初始运行时刻Plow大于零，且在[t0，t1]区间始终处在能量型电池能力范围之内，因而电池将按Plow充电；进入[t1，t2]区间后，Plow超出了能量型电池的能力范围Pbat，于是电池将转向经典的三段式方法恒流充电。同理，当Plow小于零时，如果Plow超出了所设定的能量型电池最大放电功率，电池只按其最大放电能力出力，直至到达最低荷电状态，退出运行。

图3 功率分割模块示意图

1.2 系统净功率平抑策略优化

考虑到用功率型电池支撑母线电压时，功率型电池工作在电压源模式，无法直接对充放电电流进行控制，其电压平衡的调节过程需要间接实现。所以对图2 的控制策略进行优化，优化后的控制策略如图4 所示，相比于原系统净功率平衡控制策略，在其低频功率部分Plow增加了额外分量PC＿adj，通过低频功率调节间接调节功率型电池的功率，从而控制其电压平衡。

图4 系统净功率平抑策略优化

额外功率分量PC＿adj主要根据功率型电池电压的实时值进行调整，其波动范围如图5(a)所示，[Vlow＿limit，Vup＿limit]表示其工作电压的极限值范围，而[VC＿low，VC＿up]表示其电压调节阈值范围。阈值范围比极限值范围小2 V，用于应对功率型电池端电压在调节阈值附近时可能出现的剧烈功率波动。额外功率分量PC＿adj是根据功率型电池端电压实时计算获得，二者的关系具有滞回特性，如图5(b)所示:当功率型电池的电压在阈值范围之内时，PC＿adj为零，不需要对其电压进行调节；当其端电压超出任一阈值时PC＿adj与功率型电池电压呈线性变化；当电压回落至阈值范围之内时，PC＿adj将保持此临界值不变直至功率型电池电压到达额定，PC＿adj再次变为零。

图5 功率型电池电压平衡调节

2 虚拟直流发电机技术

电力电子变换器由于缺少阻尼和惯性，导致系统母线电压在新能源发电波动和负荷切换时会迅速变化，导致系统电能质量下降。VDG 技术将直流发电机的机械方程和电压方程应用到直流变换器的控制中，使其输出接口对外表现出阻尼和惯性特性，平抑直流母线电压的波动，提高电能质量。

2.1 虚拟直流发电机模型

参照对微电网并网逆变器采用虚拟同步发电机控制使其对外具有阻尼和惯性特性，可以提高与电网连接的柔性、提升电网电压和频率的稳定性。对微电网储能单元的DC/DC 变换器也可采用VDG 控制策略，模拟直流发电机特性，提升与直流母线的连接柔性，提高母线电压的稳定性。以储能单元的双向DC/DC 变换器为研究对象，模拟直流发电机的VDG 简化模型如图6 所示。

图6 VDG 简化模型

储能单元变换器采用的是双向DC/DC 变换器，可以将其等效为二端口网络，低压侧接储能单元，高压侧接直流母线。其中，E是电枢感应电势；Ra是电枢回路等效电阻；Ia是电枢电流；Uo是电机输出电压；Ubat是储能单元接口电压；Iin是储能单元输出电流；Ubus是双向DC/DC 变换器输出电压，即直流母线电压；Idc双向DC/DC 变换器输出电流。

VDG 控制策略可以用直流电机的机械方程和电枢回路电压方程描述。

机械方程:

式中:J是直流电机的虚拟阻尼；D是直流电机的虚拟惯量；Tm是直流电机的机械转矩；Te是直流电机的电磁转矩；ω是直流电机的实际角速度；ωN是直流电机的额定角速度；Pe是直流电机的电磁功率。

由式(4)可知，虚拟电磁转矩对于虚拟机械转矩是制动性的。当功率平衡时，母线电压稳定；当负荷端电压变化时，虚拟的机械转矩将提供一个惯量使直流变换器与母线柔性连接，给母线电压波动提供缓冲。

电压方程:

式中:CT是直流电机的转矩系数；Φ是直流电机的单极磁通。

由式(5)可知，感应电动势与角速度成正比，在励磁电流一定时，根据调节实际角速度，调节感应电动势，保持感应电动势稳定，维持负荷端电压平衡。

2.2 虚拟直流发电机控制策略

对于双向DC/DC 变换器常采用双闭环恒压控制策略，如图7 所示。图中Uref是变换器电压参考值，即直流母线电压设定值；Iref＿1是变换器电流参考值，即流过储能电感的电流设定值；PIU和PII分别是电压外环和电流内环；PWM 是脉宽调制单元；DC/DC 是变换器的等效模型。经过电压外环和电流内环的共同作用，保证输出电压的稳定。但是双闭环恒压控制策略无法向系统提供足够的阻尼和惯性。

图7 双闭环恒压控制策略框图

为了提高直流微电网的阻尼和惯性，在双闭环恒压控制策略基础上，加入VDG 控制，模拟直流发电机的特性。

假设不考虑器件的损耗，即变换器的效率是100%，则低压侧的电流，即流过储能电感的电流是:

结合式(4)～式(6)可以得到VDG 控制策略如图8 所示。需要说明，和双闭环恒压控制策略相比较，图8 中的Iref是变换器高压侧的电流参考值，ΔP是变换器的输出功率偏差；ΔT是变换器的虚拟转矩偏差；Δω变换器的虚拟角速度偏差。

图8 VDG 控制策略

3 系统整体控制设计

新能源发电系统在空间尺度上具有低密度分散性，在时间尺度上具有较强的随机性和波动性，这都给电网的稳定运行和有效控制上带来了巨大挑战[10-12]。储能单元可以通过充放电平抑新能源发电系统的功率波动，提高系统和电网的运行稳定性。

考虑到单一储能形式具有一定的局限性，所以储能单元采用能量型电池和功率型电池。为了充分发挥不同类型储能电池的优势，对储能单元加入如图4 所示功率控制策略。针对系统的能量控制层分别采用以下控制策略:为了保证光伏能源得到有效利用，分布式发电单元采用MPPT 控制策略；为了保证系统接入大电网的稳定，并网环节采用下垂控制；考虑到储能单元中，2 种储能电池的充放电特性，以功率型电池支撑母线电压，对其采用VDG 控制策略，对能量型电池采用电流闭环的控制策略，以便其可以更好地参与系统的功率调节。系统的整体控制框图如图9 所示。

图9 系统整体控制框图

4 仿真验证

在MATLAB/Simulink 中搭建如图9 所示的混合储能直流微电网仿真模型，对混合储能的功率型电池分别采用VDG 和传统双PI 闭环的控制策略，以验证所提控制策略在平抑直流母线电压波动，以及对系统净功率进行分割后，利用不同类型电池平抑系统净功率的可行性和有效性。表1 为控制器参数取值表。

表1 参数取值表

参数设计如下:表2 为设置的光照强度和光伏表面温度；交直流负载均为100 Ω，直流负载在1.3 s后反复投切100 Ω 的负荷，周期为2 s；设定直流母线电压为400 V；VDG 控制策略的参数如表1 所示，储能单元的变换器为非隔离型双向DC/DC 变换器，其中能量型电池(蓄电池)的初始电压和SOC 值分别设置为200 V 和90%，功率型电池(超级电容)的初始电压和极限电压分别为180 V 和200 V，以另一组功率型电池作为系统的调节装置，其初始电压和极限电压分别为180 V 和200 V；采用二阶低通滤波器对系统Phess进行分频处理，其截止频率为0.5 Hz，阻尼系数为1。

表2 光照强度和环境温度

图10 为系统直流母线电压波形，可以看出，所提控制策略可以将微电网的直流母线电压维持在(400±2)V 左右。并且从仿真结果中可以看出，其控制效果明显优于传统PI 控制，并且可以将直流母线电压的波动下降0.52%。

图10 直流母线电压波形

图11 为不同电池的输出功率波形。由图11 可以看出，VDG 控制策略下的混合储能输出功率和传统PI 控制下输出功率具有一定的相似性。但由于VDG 控制的惯性因素，在动态调节中2 种电池的输出功率较PI 调节有所降低，调节环节输出更多能量参与系统调节，提升系统稳定性。

图12～图14 分别为混合储能系统中功率电池，能量电池和调节电池的状态波形。

由图11～图14 可以看出，在微电网系统功率波动时，混合储能单元会通过充放电进行功率平抑，以稳定直流母线电压。其中，能量型密度电池的电压和电流变化相对平缓，充放电基本不存在较大波动；功率型密度电池的电压和电流变化相对较大，可以对系统功率波动进行快速平抑；调节电池会根据系统功率波动大小实时调节自身充放电的大小，参与系统的功率调节。

图11 储能单元输出功率波形

图12 功率型电池参数变化波形

图13 能量型电池参数变化波形

图14 调节电池参数变化波形

5 结论

以混合储能直流微电网为研究对象，提出了VDG+混合储能分频控制策略。通过理论分析和仿真验证得到的具体结论如下:

(1)VDG 控制策略模拟了直流发电机的惯性和阻尼特性，能够有效缓冲和抑制功率波动对直流母线电压的影响，提升微电网系统的工作稳定性。

(2)混合储能分频控制策略通过对微电网的净功率Phess进行分频处理，利用混合储能系统不同介质的优势对分频后的功率进行分别平抑，可以充分发挥储能系统的工作优势。